Riassetto dell attività di misura sulla rete di trasporto gas

Riassetto dell’attività di misura sulla rete di trasporto gas

Presentazione del

Documento di Consultazione 167/2021/R/gas

7 giugno 2021

• Introduzione

Andrea Oglietti, ARERA

• Ruoli, responsabilità e nuovo quadro regolatorio dell’attività di misura del gas nei punti di entrata e uscita della rete di trasporto

Paolo Terzilli, ARERA

• Requisiti impiantistici, funzionali e manutentivi

Giorgio Ficco e Marco Dell’Isola, Università degli Studi di Cassino e del Lazio Meridionale

• Standard di qualità e sistema di incentivazione per l’attività di metering Marco La Cognata, ARERA

• Focus su indicatore relativo alla rangeability Giorgio Ficco e Marco Dell’Isola

• Standard di qualità, indennizzi e penalità per l’attività di meter reading Carla Corsi, ARERA

• Q&A e conclusioni

AGENDA

INTRODUZIONE

Andrea Oglietti Direttore della Direzione Infrastrutture Energia e

Unbundling, ARERA

• Deliberazione 82/2017/R/GAS: evidenziata opportunità di procedere ad un riordino dell’assetto e delle responsabilità nello svolgimento dell’attività di misura sull’intero perimetro del trasporto del gas naturale e di definire i requisiti funzionali minimi impiantistici e manutentivi dei sistemi di misura nei punti di ingresso e di uscita della rete

• DCO 413/2017/R/gas: linee di azione per la riforma degli assetti del servizio (cap. 15)

• DCO 512/2018/R/gas: consultazione di misure volte ad assicurare, per i clienti finali direttamente connessi alla rete di trasporto, la neutralità tra mantenere la proprietà dell’impianto o, a fronte del pagamento di un corrispettivo, cederne la titolarità all’impresa di trasporto (cap.

25)

• Deliberazione 114/2019/R/gas: in sede di definizione dei criteri di regolazione tariffaria del trasporto per il periodo 2020-2023, rimandata la definizione di previsioni regolatorie per il riassetto dell’attività di misura del gas naturale in esito a specifiche consultazioni; introdotto corrispettivo CM_CF per PdR dei clienti finali con misuratore dell’impresa di trasporto

• Deliberazione 522/2019/R/gas: definiti i princìpi generali per il riassetto dell’attività e dato mandato a SRG di sottoporre a consultazione pubblica un documento con le linee operative di intervento

• 27 maggio 2020: pubblicazione documento Linee operative da parte di SRG, sottoposto a consultazione pubblica, con termine 13 luglio 2020; in data 31 luglio 2020 SRG ha trasmesso all’Autorità le osservazioni ricevute e un documento di controdeduzioni

• 22 aprile 2021: pubblicazione del DCO 167/2021/R/gas su «Riassetto dell’attività di misura del gas nei punti di entrata e uscita della rete di trasporto»

IL PROCESSO IN CORSO

• Termine consultazione: 18 giugno 2021

• Delibera finale: entro settembre 2021

• Adeguamento Codici di Rete: entro dicembre 2021*

• Censimento impiantistico: entro dicembre 2021*

• Monitoraggio del rispetto degli standard di qualità del servizio, senza applicazione di corrispettivi, penali e indennizzi: da gennaio 2022*

• Applicazione dei corrispettivi, penali e indennizzi: da gennaio 2023*

*Tempistiche soggette a consultazione, sulla base di quanto indicato nel documento per la consultazione 167/2021/R/gas

PROSSIMI PASSI

RUOLI, RESPONSABILITÀ E NUOVO QUADRO REGOLATORIO DELL’ATTIVITÀ DI MISURA DEL GAS NEI PUNTI DI ENTRATA E USCITA DELLA RETE DI TRASPORTO

Paolo Terzilli

Direzione Infrastrutture Energia e Unbundling, ARERA

Obiettivo: armonizzare l’attività di misura in tutti i punti di entrata ed uscita della rete di trasporto del gas, inclusi i punti di interconnessione tra reti di trasporto e con le reti di distribuzione

• Mantenimento della responsabilità dell’attività di metering a ciascun titolare dell’impianto di misura

• Mantenimento della responsabilità dell’attività di meter reading a ciascuna impresa di trasporto, anziché attribuzione in via esclusiva da SRG, con contestuale rafforzamento delle disposizioni volte ad assicurare la disponibilità dei dati di misura all’impresa maggiore

• Possibilità per i clienti finali di cedere la titolarità dell’impianto all’impresa di trasporto

• Definizione di requisiti di carattere impiantistico, prestazionale, e manutentivo di riferimento (minimi e ottimali)

• Introduzione di standard di qualità del servizio sia per l’attività di metering sia per l’attività di meter reading, applicati a tutti i punti di misura (anche di soggetti regolati)

• Approccio graduale (monitoraggio dal 2022, applicazione di corrispettivi e penali dal 2023)

• Definizione, da parte di ciascun soggetto regolato (impresa di trasporto, impresa di stoccaggio e impresa di distribuzione), di un Piano di adeguamento degli impianti nella propria titolarità (inclusi quelli acquisibili dai clienti finali)

RIASSETTO DEL SERVIZIO

• Censimento degli impianti di misura finalizzato a raccogliere informazioni sulla consistenza degli impianti e a verificare l’eventuale intenzione da parte del titolare di cedere l’impianto

 Censimento effettuato da ciascuna impresa di trasporto sul perimetro della propria rete in coerenza con la responsabilità del meter reading

• Dati raccolti in un unico database (“database impianti di misura”) tramite un portale reso disponibile da SRG, ma accessibile anche delle altre imprese di trasporto per quanto di loro competenza

• Monitoraggio del rispetto dei requisiti minimi/ottimali e degli standard di qualità del servizio effettuato da ciascuna impresa di trasporto, con riferimento agli impianti sulla propria rete

• Esiti del monitoraggio, nonché i dati relativi ai requisiti minimi/ottimali e agli standard di qualità del servizio, resi disponibili da ciascuna impresa di trasporto nell’ambito del database impianti di misura

• Attribuzione a SRG compito di effettuare verifiche in loco a campione, anche sugli impianti relativi alle reti di altre imprese di trasporto, per monitorare l’effettiva conformità degli impianti ai requisiti e agli standard di qualità

 Proposto meccanismo di incentivazione output-based su numero di ispezioni

CENSIMENTO E MONITORAGGIO

• Conferma dell’applicazione, nei punti di riconsegna che servono i clienti finali in cui la titolarità dell’impianto di misura sia in capo ad una impresa di trasporto, del corrispettivo a copertura dei costi per il servizio di metering presso i clienti finali CM^CF

• Possibilità di differenziare il corrispettivo CM^CF in funzione della dimensione dell’impianto (portata maggiore o minore di 30.000 Sm³/h), al fine di garantire una maggiore aderenza ai costi sottostanti, anche tenuto conto delle differenti caratteristiche e dei più stringenti requisiti impiantistici e prestazionali richiesti ai misuratori di maggiori di maggiori dimensioni

• Ai fini della determinazione del corrispettivo CM^CF, gli asset di misura ceduti dai clienti finali all’impresa di trasporto valutati al costo storico rivalutato, al netto della quota già degradata sulla base dell’ammortamento determinato in applicazione della vita utile regolatoria

– Nei casi di indisponibilità del valore di costo storico, riconoscimento sulla base dei costi storici medi di impianti confrontabili, secondo una stima presentata dall’impresa di trasporto e supportata da evidenza empirica

ASPETTI DI REGOLAZIONE TARIFFARIA

REQUISITI IMPIANTISTICI, FUNZIONALI E MANUTENTIVI, E STANDARD DI QUALITÀ

Giorgio Ficco e Marco Dell’Isola Università degli Studi di Cassino

e del Lazio Meridionale

• Ambito di applicazione

• Definizioni

• Quadro normativo

• I

• Requisiti IMPIANTISTICI minimi e ottimali

• Requisiti PRESTAZIONALI minimi e ottimali

• Requisiti MANUTENTIVI minimi e ottimali

• Diversificazione degli standard

INDICE

• Nei punti di entrata ed uscita della rete di trasporto del gas, inclusi i punti di interconnessione con le reti di distribuzione, al fine di garantire il miglioramento dell’accuratezza e dell’affidabilità delle misure rilevate

• Definiti requisiti impiantistici, prestazionali e manutentivi degli impianti di misura (per l’attività di metering) e standard di qualità del servizio (per l’attività di metering e di meter reading)

• La conformità ai requisiti minimi, nonché il rispetto degli standard di qualità, deve essere garantita dai titolari degli impianti di misura

AMBITO DI APPLICAZIONE

Attività di installazione e manutenzione degli impianti di misura, che prevede la messa in loco, la messa a punto e l’avvio del dispositivo di misura, nonché la verifica periodica del corretto funzionamento del medesimo dispositivo e l’eventuale ripristino della funzionalità [definizione da RTTG]

• il soggetto titolare dell’impianto è il responsabile dell’attività di metering

• l’impresa di trasporto ai sensi della RQTG (554/2019/R/gas) è tenuta a:

a) verificare che ogni punto di consegna sia dotato di idoneo sistema di misura del gas immesso in rete, adeguando il punto ove necessario, e garantirne il regolare funzionamento in conformità alle norme tecniche vigenti in materia

b) garantire il regolare funzionamento, in conformità alle norme tecniche vigenti in materia, dei sistemi di misura del gas installati sui punti di interconnessione tra reti di trasporto del gas naturale gestite da imprese di trasporto diverse

• i sistemi di acquisizione ed elaborazione locale della misura funzionali all’attività di meter reading e le apparecchiature per la telelettura, sono ricompresi nell’ambito dell’attività di metering e possono essere nella titolarità di soggetti distinti dalle imprese di trasporto

DEFINIZIONI - METERING

Attività che prevede le operazioni necessarie alla raccolta, alla trasmissione, alla validazione, all’eventuale ricostruzione, all’archiviazione, all’elaborazione e alla messa a disposizione ai soggetti interessati dei dati di misura; tale attività include l’emissione del verbale di misura agli utenti della rete

• l’attività di meter reading è svolta da ciascuna impresa di trasporto per i punti che ricadono sulla propria rete (inclusi i punti di riconsegna verso reti di distribuzione)

• nei casi di interconnessioni tra reti di trasporto, il dato di misura è rilevato sia dal titolare dell’impianto (che di norma corrisponde al trasportatore diverso da SRG) che dall’impresa maggiore di trasporto (che emette il verbale di misura su tali punti)

• sistemi di acquisizione ed elaborazione locale della misura funzionali all’attività di meter reading e le apparecchiature per la telelettura ricomprese nel metering

DEFINIZIONI – METER READING

• Decreto-legge 25 settembre 2009, n. 135 (convertito con legge 20 novembre 2009, n. 166)

«… al fine di semplificare gli scambi sul mercato nazionale ed internazionale del gas naturale, i sistemi di misura relativi alle stazioni per le immissioni di gas naturale nella rete nazionale di trasporto, per le esportazioni di gas attraverso la rete nazionale di trasporto, per l’interconnessionedei gasdotti appartenenti alla rete nazionale e regionale di trasporto con le reti di distribuzione e gli stoccaggi di gas naturale e per la produzione nazionale di idrocarburi non sono soggetti all’applicazione della normativa di metrologia legale»

• DM 18 giugno 2010

«….disciplina le modalità di realizzazione e di gestione dei sistemi di misura…» e si applica: a) punti di ingresso nella rete nazionale dei gasdotti per l’importazione del gas naturale, tramite gasdotto o terminale di gas naturale liquefatto (GNL); b) punti di uscita della rete nazionale dei gasdotti per l’esportazione del gas naturale; c) punti di consegna e riconsegna del gas per gli stoccaggi di gas naturale; d) punti di interconnessione dei gasdotti appartenenti alla rete nazionale e regionale di trasporto con le reti di distribuzione

• Direttiva 2014/32/UE (MID)

Si applica strettamente «… ai contatori del gas e ai dispositivi di conversione del volume destinati ad essere impiegati ad uso residenziale, commerciale e di industria leggera»

• DM 21 aprile 2017, n. 93

Verifica periodica di contatori gas e dispositivi di conversione del volume

QUADRO NORMATIVO

Il DM 18 giugno 2010 stabilisce che:

 «…il titolare dell’impianto realizza o adegua il sistema di misura secondo la regola dell’arte, in conformità alla normativa vigente ed è responsabile della corretta installazione dello stesso»

 «…il sistema di misura realizzato in conformità alla vigente normativa e alle norme dell’UNI, del CEI o di altri organismi di normalizzazione dell’Unione europea o dei suoi Stati membri o di Stati che sono parti contraenti dell’accordo sullo spazio economico europeo, si considera eseguito secondo la regola dell’arte»

 l’impianto in cui è collocato il sistema di misura deve consentire l’applicazione temporanea di un misuratore con funzione di controllo

 l’impresa maggiore di trasporto (i.e. SRG.): a) provvede alla raccolta, aggiornamento e organizzazione dei dati e delle informazioni degli attestati di conformità dei sistemi di misura installati nelle infrastrutture del sistema del gas; b) monitora i programmi dei controlli di esercizio segnalando tempestivamente al Ministero e all’Autorità eventuali criticità

 il titolare dell’impianto effettua periodicamente il controllo di esercizio del sistema di misura (l’esito del controllo è conservato a cura del titolare dell’impianto nonché comunicato all’impresa maggiore)

QUADRO NORMATIVO

UNI 9167 (serie)

Infrastrutture del gas - Stazioni di controllo della pressione e di misura del gas, connesse con le reti di trasporto Parte 1: Termini e definizioni;

Parte 2: Alloggiamenti, impianti di controllo della pressione del gas e di preriscaldo - Progettazione, costruzione e collaudo;

Parte 3: Sistemi di misura del gas - Progettazione, costruzione e collaudo) UNI 9571 (serie)

Impianti di ricezione, prima riduzione e misura del gas naturale:

Parte 1: Sorveglianza;

Parte 2: Sorveglianza dei sistemi di misura

UNI EN 1776:2016 Infrastrutture del gas – Sistemi di misurazione del gas: requisiti funzionali UNI/TS 11537:2019 Immissione di biometano nelle reti di trasporto e distribuzione di gas naturale OIML R140:2007 Measuring systems for gaseous fuel

OIML R137-1-2012 Gas Meters. Part 1: Requirements

UNI EN 1359:2017 Misuratori di gas. Misuratori di gas a membrana UNI EN 12261:2018 Misuratori di gas. Misuratori di gas a turbina UNI EN 12480:2018 Misuratori di gas. Misuratori di gas a rotoidi UNI EN 14236:2018 Contatori di gas domestici a ultrasuoni

ISO 17089-1:2019 Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic meters for gas (Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement)

ISO 10790:2015 Measurement of fluid flow in closed conduits - Guidance to the selection, installation and use of Coriolis flowmeters (mass flow, density and volume flow measurements)

UNI EN ISO 6976:2017 Gas naturale - Calcolo del potere calorifico, della densità, della densità relativa e dell'indice di Wobbe, partendo dalla composizione

UNI EN ISO 12213 (serie) Gas naturale - Calcolo del fattore di compressione (Parte 1: Introduzione e linee guida; Parte 2: Calcolo con l'utilizzo di analisi sulla composizione molare;

Parte 3: Calcolo con l'utilizzo delle proprietà fisiche) UNI EN ISO 13686:2013 Gas naturale - Designazione della qualità

UNI EN ISO 6974 (serie) Gas naturale - Determinazione della composizione con un'incertezza definita per mezzo di gascromatografia (Parte 1: Linee guida generali e calcolo della composizione; Parte 2: Calcolo dell’incertezza; Parte 3: Precisione ed errori sistematici)

UNI EN 16723 (serie) Gas naturale e biometano per l’utilizzo nei trasporti e per l'immissione nelle reti di gas naturale (Parte 1: Specifiche per il biometano da immettere nelle reti di gas naturale; Parte 2: Specifiche del carburante per autotrazione)

UNI EN 437:2019 Gas di prova – Pressioni di prova – Categorie di apparecchi

UNI EN 12405 (serie) Contatori di gas - Dispositivi di conversione (Parte 1: Conversione di volume; Parte 2: Conversione in energia; Parte 3: Flow computer) UNI EN ISO 13443:2008 Gas naturale - Condizioni di riferimento normalizzate

UNI/TS 11291 (serie) Sistemi di misurazione del gas - Dispositivi di misurazione del gas su base oraria

UNI/TS 11629:2020 Sistemi di Misura del gas - Apparati di misurazione del gas su base oraria direttamente allacciati alla rete di trasporto

UNI EN 13757 (serie) Sistemi di comunicazione per contatori (Parte 1: Scambio dati; Parte 2: Comunicazione M-Bus cablata; Parte 3: Protocolli applicativi; Parte 4: Comunicazione wireless M-Bus; Parte 5: Ritrasmissione wireless M-Bus; Parte 6: Bus locale; Parte 7: Servizi per il trasporto e la sicurezza)

Metering

Meter reading

QUADRO NORMATIVO (norme tecniche)

UNI 9167-3:2020

Requisiti impiantistici per la progettazione, costruzione e collaudo dei sistemi di misura del gas connessi alla rete di trasporto, situati a valle dei punti di riconsegna dal trasportatore a:

 Distributore

 Cliente finale

 Altre reti di trasporto

QUADRO NORMATIVO (impianti di misura)

• È ammessa una portata massima teorica _, maggiore del 5% rispetto alla riportata alle condizioni operative (il sovradimensionamento dei contatori può infatti influenzare l’accuratezza di misura)

,

• Il sistema di misura principale deve fornire in modo automatico e continuo i valori delle quantità e delle portate per la misurazione in volume ed in energia, memorizzare i dati che riguardano le quantità di gas transitato, la diagnostica (registrazione eventi anomali) e i dati di esercizio; tali dati devono essere sia leggibili direttamente sul posto sia trasferibili a distanza a mezzo telelettura

• Il sistema può essere costituito da uno o più linee di misura in parallelo, in modo che nota la natura dell’impianto (e.g. notevoli variazioni stagionali della portata erogata, o specifici tipi di prelievo) e la , la portata prelevata risulti sempre entro il campo valido del misuratore

• Per sistemi di misura costituiti da due o più linee in parallelo, è possibile utilizzare un sistema automatico di scelta e passaggio tra le linee

QUADRO NORMATIVO (UNI 9167-3:2020)

UNI EN 1776:2016

Requisiti funzionali di progettazione, costruzione, messa in servizio/fuori servizio, prove, funzionamento, manutenzione e, ove appropriato, taratura.

Classificazione degli impianti in funzione dell’incertezza di misura in energia:

• classe A 𝑈 ≤ 1,2%

• classe B 1,2% < 𝑈 ≤ 2,5%

• classe C 2,5% < 𝑈 ≤ 3,5%

• classe D 3,5% < 𝑈 ≤ 8,0%

QUADRO NORMATIVO (impianti di misura)

 Requisiti impiantistici (funzionali): caratteristiche tecniche degli impianti e degli apparati di misura installati presso i punti di consegna/riconsegna ed interconnessione della rete di trasporto

norme tecniche UNI EN 1776, UNI 9167-3 e UNI/TS 11629:2020, decreti MSE 26 aprile 2010 e 18 giugno 2010;

 Requisiti prestazionali: livelli di prestazione degli impianti e degli apparati di misura in relazione alle caratteristiche dei punti di consegna/riconsegna e di interconnessione

direttiva MID e la norma tecnica UNI EN 1776, OIML R137;

 Requisitimanutentivi: funzionamento ed esercizio degli apparati di misura

decreti MSE 21 aprile 2017, 26 aprile 2010 e 18 giugno 2010 e la norma tecnica UNI 9571-2.

Nota: I requisiti sono da intendersi come minimi ed è pertanto facoltà del titolare dell’impianto di misura dotarsi di impianti e/o seguire prassi che consentano l’ottenimento di prestazioni superiori. È inoltre facoltà del titolare dell’impianto individuare le soluzioni tecnologiche e progettuali ritenute più adeguate al rispetto dei requisiti previsti. In ogni caso resta inteso l’obbligo per il titolare dell’impianto di conformarsi ad eventuali

Ispezioni Verifiche

funzionali Verifiche

periodiche Conferme metrologiche intermedie

Manutentivi Prestazionali

Requisiti

(minimi ed ottimali)

In Installazione In servizio

Impiantistici

(funzionali)

REQUISITI MINIMI E OTTIMALI (metering)

• Definizione di requisiti minimi di carattere impiantistico, prestazionale, e manutentivo, basati sulla normativa tecnica applicabile, che si applicano al responsabile per l’attività di metering, ossia al titolare dell’impianto; il mancato rispetto dei requisiti minimi determinerebbe una maggiorazione dei corrispettivi per il mancato rispetto degli standard di qualità del servizio

• Con riferimento ai requisiti prestazionali e ai requisiti manutentivi, individuati oltre ai requisiti minimi, anche dei requisiti ottimali che possono portare più agevolmente al rispetto degli standard di qualità individuati; il rispetto di requisiti ottimali, pur non vincolante per sua natura, determina invece una riduzione dei suddetti corrispettivi

• Non sono previsti requisiti permeter reading (ma solo standard di qualità del servizio)

ESEMPI DI REQUISITI MINIMI / OTTIMALI

Impiantistici / funzionali

Funzionalità degli impianti di misura

Minimi: possibilità di effettuare il controllo in linea dell’organo primario; misura del volume con linea principale automatizzata e teleleggibile; misura di riserva del volume automatizzata e teleleggibile;

analizzatore della qualità (AQ) o gascromatografo (GC), ecc.

Ottimali: Switch automatico della linea di misura e gascromatografo per Qero> 30.000 Sm³/h

Prestazionali Livelli di prestazione degli apparati

Minimi: caratteristiche e livelli di precisione del contatore, del dispositivo di conversione dei volumi per la misura principale, del data logger e degli impianti di misura della qualità, differenziati per portata in linea con normativa tecnica.

Requisiti più stringenti al crescere della portata.

Ottimali: requisiti più stringenti Manutentivi

Attività necessarie per corretto funzionamento ed esercizio

Minimi: ispezioni, verifiche funzionali, verifiche periodiche, programmazione dati di qualità, come previsti da normativa tecnica vigente.

Ottimali: maggiori frequenze e introduzione di conferme metrologiche intermedie.

REQUISITI MINIMI E OTTIMALI (metering)

(19) Per Qero comprese tra 4.000 e 30.000 Sm3/h, qualora il contatore principale non sia idoneo a misurare la portata minima prelevata (es. variazioni stagionali), è ammesso che il contatore di riserva/controllo sia di calibro inferiore. In tal caso si devono predisporre tronchetti per permettere l’installazione temporanea di un contatore con lo stesso calibro di quello da controllare. Il secondo contatore può utilizzare un principio di funzionamento diverso da quello del contatore principale

(20) Cfr. par. 6.1 della UNI 9167-3, in cui si riporta che

“Per sistemi di misura costituiti da due o più linee in parallelo, è possibile utilizzare un sistema automatico di scelta e passaggio tra le linee, in caso di escursioni di portata che rendano necessario lo scambio tra linea/e in esercizio e a disposizione; tale sistema automatico deve essere progettato anche considerando che l’operazione di scambio non deve danneggiare i contatori.”.

REQUISITI IMPIANTISTICI

REQUISITI PRESTAZIONALI

(21) In aggiunta alle classi 1 e 1,5 previste dalla MID, la Raccomandazione Tecnica OIML R137 prevede anche la Classe 0,5 (MPE 1% e 0,5% per il campo di portata rispettivamente 𝑄 ≤ 𝑄 < 𝑄 e 𝑄 ≤ 𝑄 < 𝑄 );

Secondo la norma UNI/TS 11629, i dispositivi si distinguono in: Classe I (sistemi di misura che non consentono il collegamento con sistema di misura della qualità); Classe II (sistemi di misura che consentono il collegamento con il sistema di misura della qualità).

Secondo la Raccomandazione Tecnica OIML R140, gli strumenti per la misura della qualità ai fini della determinazione del PCS sono classificati Classe A (con MPE 0,5%); Classe B e C (con MPE 1%).

REQUISITI PRESTAZIONALI

(27) In presenza di un sistema di telecontrollo in grado di analizzare le prestazioni significative relative all’impianto e di inviare segnalazioni o allarmi al raggiungimento delle soglie prestabilite, queste ispezioni possono essere eseguite da remoto

REQUISITI MANUTENTIVI (ispezioni)

(28) Per il periodo transitorio in cui la linea venturimetrica è ancora ammessa, il requisito minimo si riferisce anche al controllo disco venturimetrico ovvero alla verifica del diametro interno (coerente con certificato dimensionale), verifica planarità, presenza spigolo vivo, tracce di usura con frequenza quinquennale e il requisito ottimale con frequenza biennale.

REQUISITI MANUTENTIVI (verifiche funzionali)

(29) Per il periodo transitorio in cui la linea venturimetrica è ancora ammessa, il requisito minimo (uguale al requisito ottimale) si riferisce anche al tronco di misura venturimetrico ovvero Controllo dimensionale e geometrico del disco di misura, secondo la UNI EN ISO 5167-2 con frequenza decennale e il requisito ottimale con frequenza quinquennale.

(30) Per il periodo transitorio in cui la linea venturimetrica è ancora ammessa, il requisito minimo (uguale al requisito ottimale) si riferisce anche ai flow computer venturimetrici e i trasduttori (P, T e ΔP) ovvero alla verifica secondo il prospetto 9 UNI 9571-2 con frequenza annuale.

(31) Per altra strumentazione si intende data- logger, manotermografo, triplex, ecc., come unica strumentazione presente su linea di

REQUISITI MANUTENTIVI (verifiche periodiche)

Conferme metrologiche intermedie

• Attività finalizzate ad assicurare un’adeguata fiducia nelle prestazioni dello strumento durante il periodo di validità della verifica periodica

• Le misure effettuate con lo strumento in prova e con quello di riserva/controllo devono essere compatibili almeno in un punto di misura significativo; il controllo ha esito positivo quando l’errore della misura risulta all’interno del più grande del massimo errore consentito (Maximum Permissible Error, MPE) previsto, coerentemente con i limiti prestazionali

REQUISITI MANUTENTIVI (conferme metrologiche)

STANDARD DI QUALITÀ E SISTEMA DI INCENTIVAZIONE PER L’ATTIVITÀ DI METERING

Marco La Cognata

Direzione Infrastrutture Energia e Unbundling, ARERA

Introduzione di standard di qualità del servizio relativi all’attività di metering Rispetto alle Linee consultate da SRG:

• Diversificazione degli standard in funzione della Qero dell’impianto

• Aggiunti i seguenti indicatori

– “Rispetto della frequenza di aggiornamento dei dati di misura della qualità del gas negli impianti in cui non è prevista l’installazione di un gascromatografo/analizzatore della qualità”», calcolato come numero di giorni di ritardo sull’aggiornamento della qualità del gas rispetto alle specifiche

– “Tempi di ripristino della disponibilità continuativa del dato di misura del volume da organo primario dopo un evento di guasto”, calcolato come numero di giorni consecutivi intercorrenti tra il rilievo del guasto ed il ripristino del corretto funzionamento

• Non previsto l’indicatore “Rispetto esecuzione manutenzioni” in quanto rappresenta un obbligo di servizio

In riferimento agli indicatori “A. Disponibilità del dato di misura del volume da organo primario” e “B. Disponibilità del dato di misura del volume da dispositivo di conversione / flow computer o data logger”, l’Autorità intende inoltre valutare la possibilità che i relativi livelli di servizio siano definiti su base mensile, invece che annuale, anche al fine di rafforzare la portata incentivante del meccanismo proposto

METERING (standard di qualità)

INDICATORE DESCRIZIONE LIVELLO DI SERVIZIO CAMPO DI APPLICAZ.

ATTIVITÀ DI METERING

A. Disponibilità del dato di misura del volume da organo primario

Numero di giorni equivalenti in cui la misura dei volumi viene effettuata attraverso l’organo primario di misura e il dispositivo di conversione ovvero il data logger.

90% giorni / anno Per Qero ≤ 30.000 Sm³/h 95% giorni / anno Per Qero > 30.000 Sm³/h

B. Disponibilità del dato di misura del volume da dispositivo di conversione / flow computer o data logger

Numero di giorni equivalenti in cui la misura dei volumi, con organo primario funzionante, viene effettuata attraverso il dispositivo di conversione / flow computer o data logger senza l’utilizzo della misura di riserva.

95% giorni / anno con organo primario funzionante

Per Qero ≤ 30.000 Sm³/h

98% giorni / anno con organo primario funzionante

Per Qero > 30.000 Sm³/h

C. Disponibilità del dato di misura della qualità del gas (per impianti per cui è previsto GC/AQ)

Numero di giorni equivalenti in cui è disponibile la misura puntuale della qualità del gas.

90% giorni / anno Per Qero ≤ 30.000 Sm³/h 96% giorni / anno Per Qero > 30.000 Sm³/h D. Disponibilità aggiornamento dei

dati della qualità del gas (per impianti per cui non è previsto GC/AQ)

Numero di giorni di ritardo sull’aggiornamento della qualità del gas rispetto alle specifiche.

15 giorni / anno Per Qero ≤ 4.000 Sm³/h 7 giorni / anno Per Qero > 4.000 Sm³/h

E. Disponibilità del dato nel corretto campo di misura (rangeability)

Numero di ore al mese in cui l’organo primario di misura funziona all’interno del campo valido di misura rispetto al numero totale delle ore con prelievo del mese in oggetto

75% ore / ore mese con

prelievo Per Qero ≤ 30.000 Sm³/h

85% ore / ore mese con

prelievo Per Qero > 30.000 Sm³/h F. Indisponibilità continuativa del

dato di misura del volume da organo primario

Numero di giorni consecutivi intercorrenti tra il rilievo del guasto ed il ripristino del corretto funzionamento.

Max 30 giorni Per Qero ≤ 30.000 Sm³/h Max 15 giorni Per Qero > 30.000 Sm³/h

METERING (standard di qualità)

Applicazione, in caso di mancato rispettato degli standard di qualità relativi all’attività di metering, di corrispettivi economici commisurati ai costi di sistema per il mancato adeguamento

• Modalità di applicazione

– al titolare dell’impianto di misura, da parte delle imprese di trasporto

– se titolarità dell’impresa di trasporto, versamento direttamente al Conto oneri trasporto

• Dimensionamento in funzione del prezzo del gas (per indicatori da A ad E) tenuto conto di coefficienti per esprimere l’errore di misura nell’ipotesi che sia a beneficio del titolare, o del corrispettivo di misura (per indicatore F) per la quota-parte relativa alla remunerazione del capitale (20%)

METERING (corrispettivi per fuori standard)

GAS PRELEVATO K PGAS 1,3

1,0 CAPACITÀ CONFERITA ^20% CMT 0,7

X X

X X

X

SE NON RISPETTATI MINIMI

SE RISPETTATI MINIMI MA NON OTTIMALI SE RISPETTATI MINIMI E OTTIMALI CORRISPETTIVI ULTERIORE DIMENSIONAMENTO PER TENER

CONTO DEL RISPETTO DEI REQUISITI A-E

F

QUANTIFICAZIONE ERRORE DI MISURA

Sviluppati con supporto tecnico-scientifico del Dipartimento di Ingegneria Civile e Meccanica (DICeM) dell’Università degli Studi di Cassino e del

INDICATORE Corrispettivo Modalità di valorizzazione

ATTIVITÀ DI METERING

A. Disponibilità del dato di misura del volume da organo primario

Corrispettivo per indisponibilità del dato di

volume (C_{MT_V}) In funzione del prezzo del gas

B. Disponibilità del dato di misura del volume da dispositivo di conversione / flow computer o data logger

Corrispettivo per indisponibilità del dato di volume da dispositivo di conversione o data logger (C_{MT_FC})

In funzione del prezzo del gas

C. Disponibilità del dato di misura della qualità del gas

Corrispettivo per indisponibilità del dato di

qualità del gas (C_{MT_Q}) In funzione del prezzo del gas D. Aggiornamento dei dati della qualità del gas (per

impianti per cui non è previsto GC/AQ) Corrispettivo per ritardo su

aggiornamento qualità del gas (C_{MT_AGG}) In funzione del prezzo del gas

E. Rangeability Corrispettivo per mancato rispetto della

Rangeability (C_{MT_R}) In funzione del prezzo del gas F. Indisponibilità continuativa del dato di misura del

volume da organo primario

Corrispettivo per indisponibilità del dato di misura (C_{MT_DISP})

In funzione del corrispettivo per il servizio di misura

METERING (corrispettivi per fuori standard)

FOCUS SU INDICATORE «E»

RELATIVO ALLA RANGEABILITY

Giorgio Ficco e Marco Dell’Isola Università degli Studi di Cassino

e del Lazio Meridionale

• I volumi misurati al di fuori del campo valido dell’organo primario di misura sono affetti da errori significativi, difficilmente stimabili a priori

• Il “campo valido di misura” dell’organo primario è compreso tra la portata minima e la portata massima

• Ad oggi risultano ancora numerose casistiche di impianti che non operano per lunghi periodi all’interno del campo valido di misura dell’organo primario

• Sebbene in termini percentuali tali casistiche siano, mediamente, analoghe per tutte le tipologie di punto di misura, nel caso di PDR che alimentano reti di distribuzione tali casistiche variano notevolmente nel corso dell’anno

• È opportuno che l’indicatore «E. Disponibilità del dato nel corretto campo di misura (rangeability)» sia valutato su base mensile al fine di incentivare il titolare dell’impianto ad effettuare prontamente il cambio linea (e.g. cambio linea stagionale nei PdR dei DSO nei periodi di transizione dal regime invernale a quello estivo e viceversa)

• Questo indicatore ha un ruolo importante in relazione all’obiettivo di riduzione del GNC

FOCUS su RANGEABILITY

Fuori standard rangeability

Anno 2020, % impianti operanti al di sotto del limite KPI «E» rangeability

 75% delle ore/mese per 30000 Sm³

 85% delle ore/mese per 30000 Sm³

Numero di PDR (DSO e industriali) operanti fuori soglia KPI «E» rangeability e andamento del GNC mensile

Fuori standard rangeability e GNC

Si riscontra la correlazione positiva tra e il GNC mensile e il numero di PDR che operano fuori soglia del KPI «E» (rangeability), sia delle imprese di distribuzione che industriali.

Possibile nesso di causalità tra i due fenomeni

Portate orarie misurate presso un PDR distribuzione il giorno prima e dopo il cambio linea effettuato il 02/07/2013

Portate orarie medie misurate prima e dopo il cambio linea stagionale da regime invernale a regime estivo presso due PDR distribuzione (valori medi settimanali)

Effetti del cambio linea su rangeability

Impianto di misura Qero=7500 Sm3/h Incremento settimanale +8,6% (da 4702 a 5108 Sm3)

Cambio linea effettuato il 26/05/2020

Impianto di misura Qero=37500 Sm3/h

Incremento settimanale +3,0% (da 36106 a 37178 Sm3) Cambio linea effettuato il 12/05/2020

Corrispettivo associato alla rangeability

Il corrispettivo per mancato rispetto della Rangeability ( _{_} ) è differenziato in caso di valori sopra o sotto il range di funzionamento:

A) Nei casi in cui l’apparato di misura operi oltre il limite superiore del range di funzionamento, il corrispettivo è applicato alla sommatoria dei dati in energia rilevati nelle ore in cui l’organo primario lavora fuori range, e determinato come segue:

dove è il coefficiente previsto per tener conto dell’errore di misura nel_

funzionamento oltre il valore massimo del range, pari per semplicità a 25%, come nel caso del corrispettivo per indisponibilità del dato di volume _{_} .

B) Nei casi in cui l’apparato di misura operi al di sotto del range di funzionamento, il corrispettivo è pari al prezzo medio di mercato (SAP) pubblicato dal GME, e applicato, in tutte le ore in cui l’organo primario lavora fuori range, alla sommatoria delle differenze espresse in energia tra il limite inferiore del range di funzionamento e il volume misurato

Effetti corrispettivo associato a rangeability

Risultati Simulazione PDR Imprese di distribuzione (dati SRG)

Riepilogo volumi fuori soglia per applicazione corrispettivi

Utenza

Volume 2020 [MSmc]

Qero Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

DSO # 1 4.8 8800 - - - 455 2,968 1,723 - - - - - - DSO # 2 6.5 7500 - - - 2,798 12,336 - - - - - - - DSO # 3 16.4 27500 - - - 84,714 22,438 - - - - - - - DSO # 4 40.6 37432 - - - 79,515 50,927 - 245 59,253 28,943 21,138 - - DSO # 5 1.6 1950 - - - - - 419 1,871 2,207 441 - - - DSO # 6 5.4 8800 - - - 1,554 - - - - - - - - Dati in Sm3

Calcolo dei corrispettivi (moltiplicando Kr per PCS e Costo medio Gas GME)

REMI

Volume 2020 [MSmc]

Qero Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

Totale corrispettivo

2020

cambio linea estivo

cambio linea invernale DSO # 1 4.8 8800 - € - € - € 42.01 € 212.89 € 116.74 € - € - € - € - € - € - € 371.64 € 24-giu 1-nov DSO # 2 6.5 7500 - € - € - € 263.18 € 898.25 € - € - € - € - € - € - € - € 1,161.43 € 26-mag 8-ott DSO # 3 16.4 27500 - € - € - € 7,699.52 € 1,561.18 € - € - € - € - € - € - € - € 9,260.70 € 26-mag 23-ott DSO # 4 40.6 37432 - € - € - € 7,446.34 € 3,720.15 € - € 17.32 € 5,489.36 € 3,633.04 € 3,167.56 € - € - € 23,473.77 € 12-mag 6-ott DSO # 5 1.6 1950 - € - € - € - € - € 28.51 € 131.70 € 203.13 € 55.46 € - € - € - € 418.81 € 27-mar 25-nov DSO # 6 5.4 8800 - € - € - € 144.09 € - € - € - € - € n.d. n.d. n.d. n.d. 144.09 €

KPI E. Disponibilità dato nel campo corretto di misura (rangeability) Kr [Sm3] *

non effettuato

* I dati sono riferiti ai volumi soggetti al pagamento del corrispettivo (kr) calcolati come sommatoria delle differenze tra il limite inferiore del range di funzionamento e il volume misurato (in tutti i casi selezionati si è riscontrato un funzionamento sotto il campo valido di misura). Il volume per il calcolo del corrispettivo è calcolato a partire dal superamento del valore soglia dell'indicatore (75% o 85%).

Risultati Simulazione PDR Industriali e Termoelettrico (dati SRG)

Riepilogo volumi fuori soglia per applicazione corrispettivi

REMI

Volume 2020 [MSmc]

Qero Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

Industriale 1 6.0 5,000 - - 12,669 1,144 - - - 1,301 - - - - Industriale 2 0.8 1,120 - - 4,845 7,485 3,071 1,729 1,421 3,296 1,459 638 - - Termoelettrico 1 150.4 266,500 - 40,353 79,104 28,284 107,575 50,314 - - 837 40,833 28,313 - Dati in Sm3

Calcolo dei corrispettivi (moltiplicando Kr per PCS e Costo medio Gas GME)

REMI

Volume 2020 [MSmc]

Qero Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

Totale corrispettivo

2020 Industriale 1 6 5000 - € - € 1,366.72 € 105.13 € - € - € - € 119.71 € - € - € - € - € 1,591.56 € Industriale 2 0.8 1120 - € - € 523.26 € 694.19 € 221.34 € 117.21 € 99.81 € 303.45 € 182.77 € 95.59 € - € - € 2,237.61 € Termoelettrico 1 150.4 266500 - € 4,630.71 € 8,697.94 € 2,669.37 € 7,874.02 € 3,424.29 € - € - € 105.45 € 6,157.68 € 4,330.36 € - € 37,889.83 €

* I dati sono riferiti ai volumi soggetti al pagamento del corrispettivo (kr) calcolati come sommatoria delle differenze tra il limite inferiore del range di funzionamento e il volume misurato (in tutti i casi selezionati si è riscontrato un funzionamento sotto il campo valido di misura). Il volume per il calcolo del corrispettivo è calcolato a partire dal superamento del valore soglia dell'indicatore (75% o 85%).

KPI E. Disponibilità dato nel campo corretto di misura (rangeability) Kr [Sm3] *

Effetti corrispettivo associato a rangeability

STANDARD DI QUALITÀ, INDENNIZZI E PENALITÀ PER L’ATTIVITÀ DI METER READING

Carla Corsi Direzione Mercati Energia all’Ingrosso e Sostenibilità

Ambientale, ARERA

è svolta dall’impresa di trasporto alla cui rete l’impianto è connesso; nei casi di interconnessioni tra reti di trasporto, il dato di misura è rilevato sia dal titolare dell’impianto, che di norma corrisponde al trasportatore diverso da SRG, che dall’impresa maggiore di trasporto (la quale emette inoltre il verbale di misura su tali punti)

è emersa una generale esigenza di dati di misura pienamente disponibili e fruibili per i diversi soggetti

Mantenimento della responsabilità dell’attività di meter reading in capo a ciascuna impresa di trasporto

Rafforzamento dei livelli di servizio relativi alla trasmissione e messa a disposizione delle misure, e possibilità di accesso alle misure rilevate da ciascun impianto per l’impresa maggiore, secondo principi di efficienza e non duplicazione

METER READING (riassetto dell’attività)

 La RQTG prevede già uno standard di qualità per quanto concerne il

 L’impresa maggiore di trasporto è

della rete (ai sensi del NC BAL e delle disposizioni del TIB) e

mediante il necessario coordinamento con le imprese di trasporto e le imprese di distribuzione e secondo le modalità e nei termini riportati nel TISG

Articolo 34, comma 2, del NC BAL in tema di immissioni e prelievi effettuati su base infragiornaliera: “Per le immissioni e i prelievi misurati su base infragiornaliera nella e dalla zona di bilanciamento in cui l’allocazione dell’utente della rete non equivale al quantitativo confermato, nel giorno gas G il gestore del sistema di trasporto comunica agli utenti della rete almeno due aggiornamenti sulla misurazione dei loro flussi, almeno per le immissioni e i prelievi aggregati misurati su base infragiornaliera secondo una delle due seguenti opzioni a scelta del gestore del sistema di trasporto: a) ogni aggiornamento indica i flussi di gas a partire dall’inizio del giorno gas G; oppure b) ogni aggiornamento indica i flussi di gas incrementali successivi a quello riportato nel precedente aggiornamento.”

METER READING (contesto normativo)

INDICATORE DESCRIZIONE LIVELLO DI SERVIZIO ATTIVITÀ DI METER READING

G. Tempo di risposta a richieste scritte relative al verbale di misura (già in RQTG)

Numero di giorni lavorativi intercorrente tra la data di ricevimento da parte del responsabile del meter reading della richiesta scritta di verifica del verbale di misura e la data di comunicazione della risposta motivata di cui alla RQTG

10 giorni

H. Tempo di riemissione del verbale di misura per errori/anomalie

Numero di giorni lavorativi entro cui è disponibile il verbale di misura corretto degli errori dalla data di ricevimento della richiesta di verifica.

L’indicatore è calcolato nei casi si sia verificato un errore di misura/anomalia

15 giorni

I. Disponibilità del dato da parte dell’impresa di trasporto al cliente finale/UdB

Percentuale minima di disponibilità mensile delle misure orarie entro la seconda ora successiva a quella di riferimento per due volte al giorno in

coerenza con il NC BAL 96%

J. Disponibilità del dato di qualità del gas nelle AOP

Percentuale di disponibilità mensile delle misure orarie del PCS del Gas Naturale considerando un’eventuale AOP alternativa individuata ai sensi della

“Metodologia relativa alle Aree Omogenee di Prelievo”. 96%

K. Disponibilità del dato da parte di un’impresa di trasporto all’impresa

Percentuale di disponibilità del dato dall’impresa di trasporto all’impresa

maggiore secondo le disposizioni di quest’ultima ai sensi dell’articolo 29 del 95%

METER READING (standard di qualità)

INDICATORE Indennizzo Penalità

ATTIVITÀ DI METER READING

G. Tempo di risposta a richieste scritte relative al verbale di misura 2.500 € (già presente RQTG)

H. Tempo di riemissione del verbale di misura per errori/anomalie 2.500 €

I. Disponibilità del dato da parte dell’impresa di trasporto al cliente finale/UdB

I_base*n

con I_basepari a 100 euro e n pari al numero di mesi in cui lo standard

generale non è stato rispettato

P_base*(0,96 - Liv_eff)*100 con P_basepari a 100 euro

J. Disponibilità del dato di qualità del gas nelle AOP P_base*(0,96 - Liv_eff)*100

con P_basepari a 100 euro

K. Disponibilità del dato da parte di un’impresa di trasporto all’impresa maggiore

P_base*(0,95 - Liv_eff)*100 con P_basepari a 100 euro

METER READING (indennizzi / penalità)

• Per quanto concerne gli indicatori cui sono associati dei livelli specifici (G e H), si ritiene opportuno confermare l’introduzione di indennizzi automatici da erogare al richiedente alla stregua di quanto già stabilito dalla RQTG (indennizzo base pari a 2.500 euro)

• Per gli altri indicatori cui sono associati dei livelli generali (J e K), si propone di prevedere una penalità in capo alle imprese di trasporto, da versare annualmente a CSEA sul “Conto qualità dei servizi gas”

 Al computo della penalità concorrono i soli casi di non rispetto della regolazione per eventi che ricadono nella responsabilità dell’impresa di trasporto stessa; per tutti gli altri casi di non rispetto, debitamente documentati, l’impresa di trasporto considera la prestazione come correttamente resa

• Sempre con riferimento all’indicatore «I. Disponibilità del dato da parte dell’impresa di trasporto al cliente finale/UdB», relativo alle sole REMI a servizio di clienti finali direttamente allacciati, si propone l’introduzione di un indennizzo automatico, da corrispondere una volta l’anno, a favore del cliente finale e dell’UdB

METER READING (indennizzi / penalità)

• Ulteriori aspetti connessi alla messa a disposizione dei dati ai soggetti utilizzatori potranno trovare opportuna declinazione nei Codici di rete, a valle del processo di consultazione aperto a tutti i soggetti interessati

• Remote Intelligent Unit (RIU): opzione non vincolante ma libera scelta dei soggetti responsabili dell’attività di meter reading (vista l’introduzione di obblighi sulla messa a disposizione dei dati, nonché sulla telelettura dei dati nell’ambito dei requisiti impiantistici)

METER READING (ulteriori disposizioni)

Q&A E CONCLUSIONI

Grazie dell’attenzione…